Endulzamiento de gas y el Manual de Procesamiento de Campo

Con el fin de recuperar azufre elemental a partir de la planta de procesamiento de gas, el azufre que contiene la descarga de un proceso de endulzamiento de gas debe ser tratado adicionalmente.

El proceso utilizado para recuperar azufre se conoce como el proceso Claus e implica el uso de reacciones térmicas y catalíticas para extraer el azufre de la solución de sulfuro de hidrógeno.

El proceso Claus es generalmente capaz de recuperar 97% del azufre que ha sido retirado de la corriente de gas natural.

Una vez que el gas natural ha sido procesado completamente y está listo para ser consumido, debe ser transportado desde esas áreas que producen gas natural, a aquellas áreas que lo requieran.

El resto de esta parte discute en detalle los procesos utilizados para endulzar corrientes de gases naturales que contienen dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.

CONSIDERACIONES DEL GAS ÁCIDO

El dióxido de carbono (CO2). sulfuro de hidrógeno (H2S), y otros compuestos de azufre, tales como mercaptanos, son conocidos como gases ácidos y pueden requerir la eliminación completa o parcial para cumplir con las especificaciones del contrato.

GASES ÁCIDOS

H2S combinados con el agua forma ácido sulfúrico. CO2 se combina con el agua forma ácido carbónico.

Ambos son indeseables porque ellos originan la corrosión y reducen el valor de calentamiento y por lo tanto el valor de las ventas.

H2S es toxico y puede ser letal. Tabla 1.1 muestra los efectos fisiológicos de H2S en el aire.

GAS AMARGO

Definido como el gas natural con H2S y otros compuestos de azufre

GAS DULCE

Definido como el gas natural y sin H2S y otros compuestos de azufre

16 concentraciones límite de compuestos ácidos para contratos de ventas de gas

04.02% para las tuberías. Reduce el contenido de Btu. El CO2 es corrosivo. 20 ppm para las plantas de GNL.

H2S

• 1/4 de azufre en grano por 100 SCF (aproximadamente 4 ppm).• 0,0004% de H2S.• 2 ppm para las plantas de GNL.• H2S es tóxico.• H2S es corrosivo

Presión Parcial

Se utiliza como un indicador de si el tratamiento es obligatorio Definido como

PP = (presión total de sistema) (% en moles de gas)

Cuando el CO2 está presente con agua, se podría esperar una presión parcial Mayor que 30 psia (207 kPa) indicaría la corrosión por CO2.

A continuación 15 psia (103 kPa) indicaría la corrosión CO2 normalmente no sería un problema. Aunque puede ser necesaria la inhibición. Los factores que influyen en la corrosión de CO2 son los directamente relacionados con la solubilidad. Esa es la temperatura, la presión, y la composición del agua.

Aumento de la presión aumenta la solubilidad y aumento de temperatura disminuye la solubilidad.

Presión parcial de H2S superior a 0,05 kPa (0,34 kPa) requiere el tratamiento.

NACE RP 0186 Recomienda metalurgia especial para protegerse de H2S (Figura 1-1a yb)

Tabla 1

Concentraciones en el aire

Porcentaje en volúmen

Partes por millón por volúmen

Granos por cien pies cúbicos estándar

Miligramos por metro cúbico

Efecto fisiológico

0.00013 0.13 0.008 0.18

Obvio olor y desagradable generalmente perceptible en 0,13 ppm y muy notable en 4,6 ppm. Como aumenta la concentración, el sentido de fatigas olor y el gas ya no se pueden detectar por el olor.

0.002 10 1.26 28.83Concentración máxima aceptable permitida por las normas federales de OSHA.

O.005 50 3.15 72.07

Pico máximo aceptable por encima de las concentraciones aceptables de OSHA techo permitido una vez durante 10 minutos por 8-h cambio, si no se produce otra exposición medible.

0.01 100 6.30 144.14

Irritación de los ojos, pérdida del sentido del olfato después de 3-15 min. La respiración alterada, dolor en los ojos, y somnolencia después de 15 a 30 mm, seguido por irritación de la garganta después de 1 h. La exposición prolongada resulta en un aumento gradual en la severidad de estos síntomas.

0.02 200 12.59 288.06Muertes sentido del olfato rápidamente, quema los ojos y la garganta.

0.05 500 31.49 720.49

Mareos, pérdida del sentido del razonamiento y el equilibrio. Problemas respiratorios en unos minutos. Las víctimas necesitan reanimación artificial pronta.

0.07 700 44.08 1008.55

Inconsciencia rápidamente. La respiración se detendrá y muertes resultará si no es rescatado rápidamente. Se necesita la reanimación artificial.

0.10+ 1000+ 62.98 1440.98

Pérdida del conocimiento a la vez, puede dar lugar a daño cerebral permanente o la muerte a menos rescatado rápidamente y dada la reanimación artificial.

PROCESOS ENDULZAMIENTO

Numerosos procesos han sido desarrollados para la eliminación del gas acido por endulzamiento basados en una variedad de principios físicos y químicos.

Tabla 1.2 lista de los procesos utilizados para separar el gas ácido de otros componentes de gas natural La lista, aunque no completa, representa a muchos de los procesos comerciales comunes y disponibles.

Tabla 1.3 muestra los gases eliminados por varios procesos.

Tabla 1-4 ilustra las capacidades de proceso para el tratamiento de gases.

PRECAUCIÓN: Diseñador debe consultar con proveedores y expertos en el tratamiento de gases ácidos antes de hacer una selección para cualquier planta.

PROCESOS DE CAPA SOLIDA

Descripción general del proceso

Una capa fijo de partículas sólidas se puede utilizar para eliminar gases ácidos ya sea a través de reacciones químicas o a través de enlace iónico. La corriente de gas fluye a través de una capa fija de partículas sólidas que elimina los gases ácidos y los almacena en la capa. Cuando se gasta la capa, el contenedor debe ser removido del servicio y la capa regenerada o reemplazada.

Desde la capa debe ser romovido del servicio para ser regenerado, cierta

capacidad regenerada es prevista.

Cuatro procesos comúnmente utilizados en esta categoría son

Esponja de hierro

Sulfa-Treat

Proceso de tamiz molecular

Proceso de óxido de zinc

PROCESO ESPONJA DE HIERRO

Aplicación

Económicamente aplicado a los gases que contienen pequeña cantidades de H2S (menos de 300 ppm) operando a bajas presiones moderadas en el rango de 50-500 psig (344,7 a 3447 kPa).